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ESTUDOS PARA A LICITAÇÃO DAEXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Análise técnico-econômica das Alternativas

Relatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICG referentes àsCentrais Geradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos

Estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia

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GOVERNO FEDERALMINISTÉRIO DE MINAS E ENERGIAMME/SPENISTÉRIO DE MINAS E ENERGIASPEMinistro Edison Lobão

Secretário-Executivo

Márcio Pereira ZimmermannSecretário Adjunto de Planejamento eDesenvolvimento Energético Altino Ventura Filho

Diretor do Departamento de PlanejamentoEnergéticoGilberto Hollauer

ESTUDOS PARA ALICITAÇÃO DA

EXPANSÃO DATRANSMISSÃO

Análise técnico-econômica das AlternativasRelatório R1

Estudo para Dimensionamento das ICGàs referentes Centrais Geradoras Eólicasdo LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará,

Rio Grande do Norte e Bahia

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Ministério de Minas e Energia

IDENTIFICAÇÃO DO DOCUMENTO E REVISÕES

Contrato/Aditivo Data de assinatura do contrato/Aditivo

Área de Estudo

ESTUDOS PARA LICITAÇÃO DA EXPANSÃO DA TRANSMISSÃO

Estudo

Estudo para Dimensionamento das ICG às referentes CentraisGeradoras Eólicas do LFA e LER 2010, nos Estados: Ceará, RioGrande do Norte e Bahia

Macro-atividade

Ref. Interna (se aplicável)

Revisões Data de emissão Descrição sucinta

r0 25/01/2011 Emissão original

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GRUPO DE ESTUDOS DE TRANSMISSÃO - NORDESTE

PARTICIPANTES EMPRESAS

Carolina Moreira Borges EPE-STE

Daniela Souza EPE-STE

Henrique Abreu de Oliveira EPE-STE

Marcelo Pires EPE-STE

Tiago Campos Rizzotto EPE-STE

Valdson Simões CHESF-DEPT

Carlos Leoncio Gonzaga Costa CHESF-DEPT

Helon D. M. Braz CHESF-DEAT

Valentine Jahnel EPE-SMA

Carina Siniscalchi EPE-SMA

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APRESENTAÇÃO

A EPE, a partir da consolidação de estudos de planejamento desenvolvidos no âmbito

dos Grupos de Estudos de Transmissão Regionais (GET)1 sob coordenação da EPE e

com sua efetiva participação, apresenta relatórios com os empreendimentos de

transmissão recomendados como objetos de licitação ou autorização, a serem definidos

pelo MME.

Especificamente, este documento trata da análise efetuada no âmbito do GET-NE, do

Estudo de Suprimento à Região Nordeste até o horizonte de 2020.

Este estudo tem a finalidade de definir os reforços necessários para escoamento das

eólicas vencedoras do LFA e LER 2010, bem como a indicação dos reforços futuros na

região Nordeste do Brasil necessário para escoar o potencial previsto na região.

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SUMÁRIO

APRESENTAÇÃO ................................................................................................................. 5

1 I ntr odução ...................................................................................................................... 9

2 Objetivo ........................................................................................................................ 11

3 Premissas, Cr itérios e Dados U ti l izados ..................................................................... 12

3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão ....................................................... 12

3.2 Horizonte do Estudo ...................................................................................................... 14

3.3 Projeções de Mercado .................................................................................................... 14

3.1 Geração Eólica ............................................................................................................... 16

3.2 Cenários de Intercâmbio ............................................................................................... 20

3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras ................................ 23

3.4 Critérios e Procedimentos ............................................................................................. 23

3.5 Suporte de Reativo Existente ........................................................................................ 26

3.1 Custos .............................................................................................................................. 27

4 Defi nição das Subestações Col etoras .......................................................................... 28

5 Coletora Ibiapina - CE ................................................................................................ 31

5 1 S t d R ti C di ã N l 32

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10.1 Energização de Linha de Transmissão ........................................................................ 69 10.1.1 Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II .............................................. 69

10.1.2 Energização da LT 500 kV Campina Grande II –

Extremoz II................................ ............. 70 10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II ...................................................... 72

10.2 Rejeição de Carga .......................................................................................................... 72 10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz ................................................ 74 10.2.2 Rejeição Simples no trecho Garanhuns-Campina Grande II............... .................................. 76 10.2.3 Rejeição Múltipla, abertura em dupla sobre a SE Campina Grande II 500 kV ..................... 78

11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do Nor te Frente àExpectati vade Novos Leilões de Energia ............................................................................................... 81

11.1 Alternativa 1 ................................................................................................................... 84

11.2 Alternativa 2 ................................................................................................................... 86

11.3 Alternativa 3 ................................................................................................................... 88

11.4 Alternativa 4 ................................................................................................................... 90

11.5 Alternativa 5 ................................................................................................................... 92

11.6 Alternativa 6 ................................................................................................................... 94 11.7 Alternativa 7 ................................................................................................................... 96

11.8 Alternativa 8 ................................................................................................................... 98

11.9 Alternativa 9 ................................................................................................................. 100

11.10 Análise Econômica ....................................................................................................... 102 11.10.1 Totalização dos Investimentos ............................................................................................ 102 11.10.2 Investimentos das Alternativas pelo Método dos Rendimentos Necessários ...................... 103

11 10 3 I ã d C t d P d 104

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ANEXO II – Obr as para o Programa de Expansão de Transmissão - PET ................... 141

ANEXO II I – Detalhamento dos Investimentos das Al ternativas ................................... 154

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1 Introdução

Os Leilões de Fontes Alternativas de Energia Elétrica de 2010, específico paracontratação de energia elétrica proveniente de fontes alternativas, realizados em

agosto de 2010, resultaram na contratação de 1.206,6 MW de potência instalada.

Diferentemente dos anteriores, as 3 fontes alternativas - Usinas à Biomassa, Pequenas

Centrais Hidrelétricas e Usinas Eólicas tiveram suas energias contratadas pelos agentes

de distribuição numa ampla competição entre as fontes.

A maioria dos projetos eólicos se concentrou na região Nordeste, com os

empreendimentos negociados nos estados da Bahia, Ceará e Rio Grande do Norte,

conforme destacado na tabela abaixo.

Tabela 1- Empreendimentos negociados no Nordeste do Brasil no LER e LFA 2010

Totais porestado

Empreendimentos Potência(MW)

RN 38 1072.6

CE 5 150

BA 15 407.4

O aporte das Garantias Financeiras relativas à Chamada Pública nº. 01/2010, que teve

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A energia eólica era considerada uma alternativa de difícil viabilidade econômica no

país. Esta fonte de energia ganhou outro status após o resultado dos leilões LER 2009 eLER e LFA de 2010, onde foram contratados 3.854 MW de potência instalada de

energia eólica. Além da contratação via leilões, foram adquiridos 1.423 MW através do

Proinfa – com 766 MW atualmente em operação.

Neste contexto, a energia eólica tende a ter um crescimento significativo com

predominância na região do Nordeste brasileiro. Dessa forma, torna-se necessário que

o dimensionamento da expansão da rede básica desta região contemple esta

perspectiva de crescimento.

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2 Objetivo

Com base no resultado da Chamada Pública 001/2010 um conjunto deempreendimentos aptos a participarem por meio de aporte de garantias financeiras,

para o compromisso de contratação de construção, montagem, operação e

manutenção, das ICG, a partir das subestações Coletoras integrantes da Rede Básica, e

mediante licitação para concessão, a EPE teve a incumbência de estabelecer as ICG que

atendam aos requisitos definidos na Resolução Normativa nº 320/2008, que define os

critérios para classificação das ICG e dimensioná-las.

Nesse sentido, pode-se afirmar que o objetivo deste estudo foi avaliar a oferta de

energia a partir das usinas eólicas, vencedoras do leilão LER-2010 e LFA-2010, com a

implantação de novas ICG visando a sua integração ao sistema interligado.

Esta perspectiva resulta na necessidade de se avaliar também o sistema de transmissãoexistente e definição de reforços na expansão deste sistema, permitindo não só o

escoamento da expansão da oferta, mas também possibilitando a operação dentro dos

critérios definidos para o planejamento da transmissão.

Como resultado deste estudo foi definido o plano de obras necessário para conexão

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3 Premissas, Critérios e Dados Utilizados

No desenvolvimento do estudo são consideradas as diretrizes constantes no documento

“Diretrizes para Elaboração dos Relatórios Técnicos Referentes às Novas Instalações da

Rede Básica” [1]. Os critérios e procedimentos do estudo devem estar de acordo com o

documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas

de Transmissão - CCPE/CTET – Novembro/2002” [2], além das premissas apresentadas

nos subitens a seguir.

3.1 Configuração Inicial do Sistema de Transmissão

Foi considerado como configuração inicial do estudo o sistema de transmissão previsto

para 2012, conforme diagrama eletrogeográfico apresentado na Figura 1.

Mossoró II

Russas II

Fortaleza

Cauípe

Sobral

Pecém

Piripiri

CE

Quixadá

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Rota via Miracemas

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Figura 3 Reforços em estudo para aumentar a capacidade de exportação daregião Nordeste para a região Sudeste

O reforço correspondente ao segundo circuito da LT 500 kV Luís Gonzaga-Milagres

S. Mesa

Colinas

Imperatriz

AçailândiaP. Dutra

UHE Estreito

R. Gonçalves

Miracema

S. J. Piauí

Milagres

Sobradinho

Sapeaçu

R. Éguas B. J. LapaIbicoara

Gilbués

Teresina Sobral

L. Gonzaga

Barreiras

B. Esperança

Fortaleza

Quixadá

300 km Ano : 2014

N

NE

ComplexoPaulo Afonso

Pecém

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Tabela 3- Mercado da Região Metropolitana de Natal – Horizonte 2011-2020

Subestação Carga (MW) 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

NATAL II

Máxima 449,42 161,22 172,59 183,52 195,23 207,68 220,92 235,01 250,00 265,94

Pesada 448,32 160,82 172,17 183,07 194,75 207,17 220,38 234,44 249,39 265,29

Média 445,94 159,97 171,26 182,10 193,72 206,07 219,21 233,20 248,07 263,89

Leve 266,47 95,59 102,33 108,82 115,76 123,14 130,99 139,35 148,23 157,69

NATAL III

Máxima 161,65 172,07 183,08 194,87 207,42 220,77 234,98 250,11 266,21

Pesada 161,26 171,65 182,64 194,39 206,91 220,23 234,41 249,50 265,56

Média 160,40 170,74 181,67 193,36 205,81 219,06 233,17 248,18 264,16

Leve 95,85 102,03 108,56 115,54 122,98 130,90 139,33 148,30 157,85

EXTREMOZ II

Máxima 156,01 167,02 177,60 188,93 200,98 213,79 227,43 241,93 257,36

Pesada 155,63 166,61 177,17 188,47 200,49 213,27 226,87 241,34 256,73

Média 154,81 165,73 176,23 187,47 199,42 212,14 225,67 240,06 255,37

Leve 92,50 99,03 105,30 112,02 119,16 126,76 134,85 143,45 152,60

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3.1 Geração Eólica

As usinas vencedoras do LER-2009, LER-2010 e LFA-2010, a serem consideradas noestudo, estão apresentadas na Tabela 4, Tabela 5 e Tabela 6.

Tabela 4 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 - EstadoCearáEmpreendimento

Município Usina Leilão Potência MW Conexão

Acaraú

CGE Lagoa Seca LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú IICGE Vento do Oeste LER 2009 19.5 SE Coletora Acaraú II

CGE Araras LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Coqueiros LER 2009 27.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Garças LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Cajucoco LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

CGE Buriti LER 2009 30.0 SE Coletora Acaraú II

AmontadaCGE Icaraí I LER 2009 27.3 SE IcaraizinhoCGE Icaraí II LTDA LER 2009 37.8 SE Icaraizinho

CGE Icaraí LER 2009 14.4 SE Icaraizinho

Aracati CGE Quixaba LER 2009 25.2 SE Jaguarana

Paracuru CGE Dunas de Paracuru LER 2009 42.0 SE Pecém II

São

Gonçalo do

A

CGE Taíba Andorinha LTDA LER 2009 14.7 SE Pecém II

CGE Colônia LTDA LER 2009 18.9 SE Pecém II

Á

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Tabela 5 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA e LER 2010.Estado Rio Grande do Norte

Empreendimento


Areia Branca

CGE Areia Branca LER 2009 27.3 SE Mossoró II 69 kV

Parque Eolico MEL 02 LFA 2010 20.0 SE Serra Vermelha 69 kVCGE Mar eTerra LER 2009 23.1 SE Mossoró II 69 kV

Bodó

Serra de Santana III LER 2010 28.8 Coletora Lagoa Nova

Parque Eólico Calango 1 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova


Parque Eólico Calango 3 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa NovaParque Eólico Calango 4 LFA 2010 30.0 Coletora Lagoa Nova


Caiçara do Norte Aratuá 3 LER 2010 28.8 SE João Câmara II

Guamaré

CGE Aratuá 1 LER 2009 14.4 SE Açu IICGE Miassaba 3 LER 2009 50.4 SE Açu II

CGE de Mangue Seco 1 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV

CGE de Mangue Seco 2 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV

CGE de Mangue Seco 3 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kVCGE de Mangue Seco 5 LER 2009 25.2 SE Polo 138 kV

GalinhosCGE Rei dos Ventos 1 LER 2009 48.6 SE Açu II

CGE Rei dos Ventos 3 LER 2009 48.6 SE Açu II

João Câmara

Macacos LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II

Pedra Preta LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara IICosta Branca LFA 2010 20.7 Coletora João Câmara II

Juremas LFA 2010 16.1 Coletora João Câmara IIParque Eólico Eurus I LER 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Eurus II LER 2010 30.0 Coletora João Câmara IIParque Eólico Campo dos Ventos II LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara II

Parque Eólico Asa Branca VI LFA 2010 30.0 Coletora João Câmara IIParque Eólico Cabeço Preto IV LER 2010 19.8 Coletora João Câmara II

CGE Morro dos Ventos I S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

CGE Morro dos Ventos III S.A. LER 2009 28.8 SE João Câmara

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Tabela 6 - Dados dos empreendimentos vencedores do LER 2009, LFA 2010 e LER 2010.

Estado Bahia.Empreendimento


Igaporã

Cge Igapora LER 2009 30.0 SE Coletora IgaporãCGE Ilheus LER 2009 10.5 SE Coletora Igaporã

CGE Nossa Senhora Conceição LER 2009 24.0 SE Coletora IgaporãParque Eólico da Prata LER 2010 19.5 SE Bom Jesus da Lapa II CGE Porto Seguro LER 2009 6.0 SE Coletora Igaporã

CaetitéCGE Pajeu do Vento LER 2009 24.0 SE Coletora IgaporãCGE Planaltina LER 2009 25.5 SE Coletora Igaporã

Guanambi

CGE Serra do Salto LER 2009 15.0 SE Coletora IgaporãCGE Guanambi LER 2009 16.5 SE Coletora IgaporãCGE Candiba LER 2009 9.0 SE Coletora IgaporãCGE Pindai LER 2009 22.5 SE Coletora IgaporãCGE Guirapá LER 2009 27.0 SE Coletora Igaporã

CGE Licinio De Almeida LER 2009 22.5 SE Coletora IgaporãParque Eólico Tanque LER 2010 24.0

SE Bom Jesus da LapaII

Parque Eólico Morrão LER 2010 30.0SE Bom Jesus da LapaII

CGE Alvorada LER 2009 7.5 SE Coletora IgaporãCGE Rio Verde LER 2009 30.0 SE Coletora Igaporã

SE Bom Jesus da Lapa

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Foram consideradas, adicionalmente, as usinas, contratadas no PROINFA, localizadas

nos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco e que estão

conectadas na rede básica. As mesmas perfazem um montante de cerca de 740 MW

(Tabela 7).

Tabela 7 - Potência instalada das EOL existentes e prevista para entrada em 2012(PROINFA).

EOL PROINFA P (MW)SE Conexão

(230 kV)SE Conexão

(69 kV)

Icaraizinho 54,6 Sobral IIIPraia Formosa 104,6 Sobral III

Volta Rio 42 Sobral III

P. Morgado 28,8 Sobral III

Enacel 31,5 Russas II

Canoa Quebrada 57 Russas II

Bons Ventos 50 Russas II

EOL PB 65 Mussuré

EOL PE 17 Angelim

Lagoa do Mato 3,2 Russas

Praias deParajuru

28,8Russas

Beberibe 25,2 Russas

Taiba Albatroz 16,5 Cauipe

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3.2 Cenários de Intercâmbio

Foram adotados diversos cenários de intercâmbio entre Norte e Nordeste de modo agarantir o escoamento pleno desta geração, com objetivo de identificar as restrições

observadas no sistema em análise.

▪▪ Norte Exportador

Representa o período úmido da região Norte e caracteriza-se por elevada geração nas

usinas do rio Tocantins. Este cenário é o que proporciona maior exportação da regiãoNorte para a região Nordeste, com as usinas hidráulicas da região Nordeste com

despacho reduzido (NE importador), respeitando a vazão mínima (1300m3 /s) necessária

na cascata do rio São Francisco. Essa situação, sob o ponto de vista de controle de

tensão, é bastante adversa para avaliação do perfil de tensão durante emergências

considerando os intercâmbios limites de recebimento do Nordeste.

No ano 2013 considerou-se recebimento da ordem de 5.000 MW, vide Figura 4.

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Figura 5 – Intercâmbio Norte Exportador próximo a valores atualmentepraticados. Ano 2020.

▪▪ Nordeste Exportador

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Figura 6 – Cenário Nordeste Exportador. Ano 2013

A ampliação da interligação esperada na região Nordeste devido a antecipação do

sistema previsto para escoar a energia da UHE Belo Monte, proporcionará valores

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3.3 Sistema de Conexão de Uso Exclusivo das Centrais Geradoras

Foi considerado para cada um dos empreendimentos de geração um sistema deconexão atendendo o critério n, ou seja, não se adotou o critério de confiabilidade n-1

para o sistema de conexão, e sim atender ao menor custo de integração com a rede

elétrica, cabendo aos empreendedores definir a melhor forma de conexão final. O

objetivo foi dar o mesmo tratamento econômico a todos os empreendimentos na

análise comparativa de integração do empreendimento.

3.4 Critérios e Procedimentos

No desenvolvimento do estudo foram considerados os critérios constantes no

documento “Critérios e Procedimentos para o Planejamento da Expansão dos Sistemas

de Transmissão - CCPE/CTET - Novembro/2002”, além das premissas apresentadas a

seguir.

Níveis e Variação de tensão

O sistema foi planejado admitindo-se níveis de tensão situados numa faixa de variação

de ±5% em relação à tensão nominal para os níveis de tensão 230 kV e 69 kV. Para o

nível de 500 kV, -5% a 10%.

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Tabela 8 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência na região de Natal

Equipamento CarregamentoCondição Normal

(MVA)Emergência

(MVA)

Transformador 230/69 kV Natal II 100 100

Transformador 230/69 kV Natal III 150 165

LT 230 kV Paraíso-Natal II 251 317

LT 230 kV Campina Grande II-Natal III 503 633LT 230 kV Campina Grande II-Paraíso 251 317

LT 230 kV Paraíso-Açu II 299 299

LT 230 kV Açu II-Mossoró 251 317

LT 138 kV Açu II-S. Matos 68 68

LT 230 kV Campina Grande II-Tacaimbó 251 251

LT 230 kV Campina Grande II-Angelim 250 200

LT 230 kV Campina Grande II-P. Ferro 478 478

LT 230 kV Campina Grande II-Goianinha 251 274

Tabela 9 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência da região doSudoeste da Bahia

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Tabela 10 - Capacidade dos equipamentos em regime permanente e emergência do eixo Norte-Oeste da região Nordeste do Brasil

EquipamentoCarregamento

Condição Normal(MVA)

Emergência(MVA)

Transformador 230/69 kV Teresina 100 100

Transformador 230/69 kV Sobral II 100 120

LT 230 kV Teresina - Piripiri 199 251LT 230 kV Ibiapina - Piripiri 199 237

LT 230 kV Ibiapina - Sobral 199 237LT 230 kV Sobral II - Sobral III 319 319LT 230 kV Sobral II - Sobral III 329 378

Transformador 500/230 kV Teresina II 300 300Transformador 500/230 kV Sobral III 600 600

Níveis de carregamento de transformadores

Em condições normais e em emergências, os carregamentos dos transformadores

existentes foram limitados aos valores constantes nos Contratos de Prestação de

Serviços de Transmissão. As capacidades dos novos transformadores foram

estabelecidas tomando-se como referência as recomendações da Resolução Normativa

N° 191, de 12 de dezembro de 2005 e a curva de carga da região. Dessa forma

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Tabela 8, Tabela 9 e

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Tabela 10 apresentam as capacidades dos equipamentos em regime permanente eemergência da área envolvida.

Energização de linhas

Nas análises de energização de linha de transmissão foram considerados os seguintes

limites de tensão em nível de 500 kV:

• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;• Tensão no terminal de linha aberto de 1,2 pu.

• Tensão no barramento de 500 kV com transformação: 1.10 pu

No caso do nível de 230 kV os limites de tensão são:

• Tensão de pré-chaveamento 1,05 pu;

• Tensão no terminal de linha aberto de 1,1 pu.• Tensão máxima permitida nos barramentos com transformação: 1.05 pu

Considerou-se a energização desta LT a partir de qualquer um de seus terminais. Para

as linhas de transmissão que conectam a subestações coletoras o sentido da

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Campina Grande

Banco Capacitor 50 2 x 21.3

CE 0/200 -

CS -10/20

Reator 1 x 101 x30

-

Tabela 12 - Suporte de reativo existente da região Sudoeste da Bahia

SE EquipamentoMvar

230 kV 69 kV

B. J. LapaRE 1 x 30 (LT BJL-BRO) 2 x 5CS -15/30

IrecêRE 1 x 10 (LT IRE-NSB) 2 x 5CS -15/30

Igaporã BC 1 x 50.5 2 x 21.3Morro do Chapéu RE 1 x 20

Tabela 13 - Suporte de reativo existente da região do eixo Norte-Oeste da região Nordeste doBrasil

Mvar

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4 Definição das Subestações Coletoras

Com base no relatório [6] e diante dos aportes das garantias na Chamada Pública Nº.01/2010 realizada pela ANEEL e na Resolução Normativa 320, foram estabelecidas

quatro coletoras: uma para o estado do Ceará, duas para o estado do Rio Grande do

Norte e uma no estado da Bahia.

Outrossim, em função do resultado desta chamada pública, não haverá mais a ICG

Sobradinho II (BA), prevista inicialmente em [6]. Seja por opção ou por motivostécnicos e/ou econômicos, as usinas que compartilhariam esta ICG se conectarão na

Rede Básica ou diretamente na concessionária.

A Figura 8, Figura 9, Figura 10 e Figura 11 apresentam ilustrações das novas ICG, para

os estados: Ceará, Rio Grande do Norte e Bahia, respectivamente.

Coletora Lagoa Nova

GRUPO Usina MW

GRUPO 1

1 Ventos do Morro do Chapéu 30

3 Ventos de Tianguá Norte 30

4 Vento Formoso 30

GRUPO 22 Ventos de Tianguá 30

5 Ventos do Parazinho 30

150 MW

1

2

3

4

5

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Figura 9 Esquema de conexão da Coletora João Câmara II – Rio Grande do Norte.

ICG: 2 x 450 MVA

500/138 kV

Extremoz II

4

12

3

5

6

78

760,4 MW

9

1011

1213

14

15

16

17

18

19

20

2122

23

24

25

26

27

28

Coletora João Câmara II

GRUPO Usina MW

GRUPO 1

25 CGE Farol 19,8

26 DREEN Olho DÁgua 3027 DREEN São Bento do Norte 30

28 DREEN Boa Vista 12,6

G RU PO 2 2 0 P ar qu e E ól ic o C abe ço P re to IV 1 9, 8

GRUPO 3

15 Macacos 20,7

16 Pedra Preta 20,7

17 Costa Branca 20,7

18 Juremas 16,1

22 Parque Eólico Eurus I 30

23 Parque Eólico Eurus II 30

24 Parque Eólico Eurus III 30

GRUPO 4

8 P ar qu e E ól ic o A sa Br an ca II 3 0

9 Parque Eólico Asa Branca III 30

10 Parque Eólico Asa Branca IV 30

11 Parque Eólico Asa Branca V 30

12 Parque Eólico Asa Branca VII 30

13 Pa rque Eólico Asa Br anca VIII 30


GRUPO Usina MW

GRUPO5

19Parque Eólico Campo dos

Ventos II30

21 Parque Eólico Asa Branca VI 30

GRUPO6

5 Parque Eólico Renascença V 30

6 Parque Eólico Eurus IV 30

7 P arque E ól ico Asa Branca I 30

14Parque Eólico Ventos de São

Miguel30

GRUPO7

1 Parque Eólico Renascença I 302 Parque Eólico Renascença II 30

3 Parque Eólico Renascença III 30

4 Parque Eólico Renascença IV 30


USINAS MW Km LT

GRUPO 1 92,4 25 2X336 MCM - CS

GRUPO 2 19,8 13 1X266 MCM - CS

GRUPO 3 168,2 8 2X477 MCM – CS

GRUPO 4 180 11 2X477 MCM – CS

GRUPO 5 60 - -

GRUPO 6 120 10 2X336 MCM - CS

GRUPO 7 120 - -

3

5

6

4

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Figura 11 Esquema de conexão da Coletora Morro do Chapéu – Bahia

Irecê

ICG: 1 x 150 MVA

230/69kV

1

2

3

90 MW

Coletora Morro do ChapéuUsina MW

1 Parque Eólico Cristal 30

2Parque EólicoPrimavera

30

3Parque Eólico SãoJudas

30

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5 Coletora Ibiapina - CE

As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serão

conectadas na SE Coletora Ibiapina que seccionará a LT 230 kV Piripiri-Sobral II. A

Figura 12 apresentada na figura a seguir.

Figura 12 - Sistema de transmissão das usinas do LER 2010 que se conectam

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Figura 13 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Ibiapina

5.1 Suporte de Reativo em Condição Normal

A análise acerca da necessidade de suporte de reativo na coletora Ibiapina foi avaliada

com as usinas eólicas operando com fator na fronteira de cerca de 0.95, atendendo o

critério exigido.

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Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo nos

patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na

Coletora Ibiapina. As eólicas foram despachadas com 100% de geração e fator de

potência unitário, de forma a proporcionar a situação mais crítica para o sistema do

ponto de vista de sobretensão. A curva PxV apresenta os despachos decrescentes das

eólicas, até chegar a um despacho próximo a zero. Na figura a seguir pode-se observar

que não foi identificado tensões acima do critério para qualquer patamar de despacho,

não justificando, portanto, a presença de um reator na Coletora Ibiapina.

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Figura 16 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fator de potência - fp=0.95 indutivo. Perda da LT 230 kV Sobral II –

Piripiri, com suporte adicional de reativo de 12 Mvar.

Considerando um banco de capacitor de 21.3 Mvar no barramento de 69 kV da Coletora

Ibiapina, a tensão atingiria níveis aceitáveis quando da perda da LT 230 kV Sobral II –

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Nestas simulações, não se considerou a possibilidade de utilização dos recursos que as

centrais eólicas dispõem em termos de suporte reativo. Através da análise da curva QxV

apresentada na Figura 18, observa-se que o sistema de transmissão apresenta margem de

estabilidade na contingência Ibiapina-Sobral II com a presença do capacitor de 21.3 Mvar

em Ibiapina, proposta neste estudo. No caso da utilização de suporte reativo disponível

das centras eólicas, a necessidade do banco de capacitores, havendo pouca margem de

estabilidade para a tensão atingir o limite de 0,95 pu. Considerou-se a possibilidade de

operação das centras eólicas com fator de potência entre 0,95 indutivo e 0,95 capacitivo.

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6 Coletora João Câmara II - RN

O diagrama esquemático, Figura 19 apresenta a conexão de uso exclusivo das centraiseólicas nesta ICG considerada na análise. Cabe ressaltar que a configuração leva em

consideração as distâncias envolvidas e a localização da subestação conforme definida

em [6].

Grupo 4

180 MW

CGE Farol – 19,8 MW

DREEN Olho D’água – 30 MW

0,69 kV 34,5 kV

Grupo 192,4 MW

120 MVA

138 kV

DREEN São Bento do Norte – 30 MW

DREEN Boa Vista – 12,6 MW

Renascença V – 30 MW

Eurus IV – 30 MW

0,69 kV34,5 kV

Grupo 6120 MW

150 MVA

Asa Branca I – 30 MW

Ventos de São Miguel – 30 MW

10 km

2x336 MCM CS

138 kV

Renascença I – 30 MW

0,69 kV34,5 kV

Grupo 7120 MW

150 MVA

Renascença IV – 30 MW

Renascença II – 30 MW

Renascença III – 30 MW

0,69 kV

0,4 kV

0,4 kV

138 kV

500 kV

2x450 MVA

4x954 MCM

Extremoz IIJoão Câmara IICabeço Preto IV19,8 MW

34,5 kV

0,69 kV

13 km

1x266 MCM CS

138 kV

Grupo 219,8 MW

Macacos – 20,7 MW

0,69 kV 34,5 kV

0,69 kV

Campo dos Ventos II – 30 MW

Asa Branca VI – 30 MW

0,4 kV

34,5 kV

Grupo 560 MW

100 MVA

0,4 kV34,5 kV

81 km

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Figura 20 - Localização dos empreendimentos EOL na região de João Câmara.

A SE Extremoz II 230 kV, já licitada e prevista para 2012, possibilita o escoamento do

montante de geração eólica negociado no LER 2009 oriundo da Coletora João Câmara,

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Detalhe

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Considerando o montante de energia já contratada dos leilões de 2010, na

contingência do trecho em 500kV Santa Rita – Pau Ferro, ocorreria sobrecargas

no trecho em 230kV entre Santa Rita e Mussuré, demandando reforços

adicionais neste trecho. Caso venha a ocorrer um pequeno acréscimo de

geração nos próximos leilões, o setor de 500kV em Santa Rita não comportaria

reforços adicionais além de que a malha em 230kV de Santa Rita ficaria

comprometida em termos de carregamento. Convém lembrar que a SE Mussuré

230/69kV não possuí mais possibilidade de chegada de novas linhas em 230kV.

Adicionalmente a SE Santa Rita está localizada numa região antropizada,

resultando em dificuldades futuras para expansão tanto para novas linhas em

230kV quanto em 500kV. O mesmo ocorre em relação á saída da SE Pau Ferro

para Santa Rita, inserida na mata atlântica. Esta rota demandaria reforços

futuros que seriam cada vez mais complicadas a sua viabilização.

A SE Campina Grande II já possui uma malha em 230kV que permite escoar a

geração deste leilão e do montante previsto que venham a acontecer no Rio

Grande do Norte, além da proximidade de novos parques próximos a SE 230kV

Paraíso.

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Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)

Figura 24 - Curva QxV em condição normal considerando os bancos de capacitorespropostos para 2013. Despacho pleno das eólicas ganhadoras do LER 2009/10 com

fator de potência 0,95 indutivo na fronteira da ICG.

Espera-se que as centrais eólicas operem com fator de potência unitário, obtendo-se

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Figura 25 - Diagrama esquemático na condição normal, considerando despacho pleno daseólicas fator de potência 0,95 capacitivo nas centrais eólicas. Ano 2013. Carga pesada.

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Figura 26 .

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Figura 28 - Curva típica de velocidade do vento no RN durante um dia típicodo mês de menor potência

Variação do Despacho das Centrais Eólicas

Para analisar a necessidade de manobras os equipamentos de suporte de reativo

previstos frentes as variações dos montantes de geração das usinas eólicas da coletora

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

Hora

V .

M e d i a ( m / s )

0.00

0.05

0.10

0.15

0.20

0.25

P o t . P U

V Med hora

P Pu

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Figura 29 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função dageração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência

0.95 ind.

Outra situação analisada levou em consideração que as usinas eólicas conectadas em

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Figura 30 – Perfil de tensão esperado na SE Extremoz 500 em função dageração eólica em João Câmara II. Centrais eólicas com fator de potência

unitário nas máquinas.

A curva anterior ilustra que mesmo na situação mais adversa sob o ponto de vista de

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(a)

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Além das contingências mostradas anteriormente, foi avaliada também a contingência

da LT 500 kV João Câmara II - Extremoz II, Figura 32.

Figura 32 - Diagrama esquemático na perda da LT 500 kV João Câmara II-Extremoz II, considerando despacho pleno das eólicas e fator de potência

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(a)

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Dentre os diagramas mostrados, observa-se que o da Figura 31a, contingência da LT

500 kV Campina Grande II-Extremoz II, com fator de potência 0,95 indutivo na

fronteira da ICG, corresponde à situação em que há necessidade de maior suporte de

reativo por parte do compensador estático.

Sensibilidade à entrada do Empreendedor União dos Ventos Geradora Eólica

(172 MW) na SE 230 kV João Câmara

Ao se considerar um montante maior para a central eólica União dos Ventos (de cercade 172 MW), observa-se a necessidade de suporte adicional de 50 Mvar na SE 230 kV

de João Câmara considerando que as máquinas deste empreendedor estivessem com

fator de potência unitário. Caso as máquinas estivessem com fator de potência

indutivo, haveria necessidade de suporte adicional de potência reativa.

Este suporte adicional de potência reativa é requerido na perda da LT 500 kV CampinaGrande II-Extremoz II.

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(a)

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Considerando o montante previsto de central eólica nesta região não foi observada

nenhuma contingência que acarretasse fluxos superiores ao limite de carregamento das

linhas de 230 kV que atendem a Natal.

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7 Coletora Lagoa Nova – RN

As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serãoconectadas na SE Lagoa Nova, que será ligada por meio de uma linha de transmissão,

em 230 kV, com 62 km, a Rede Básica na subestação 230 kV Paraíso, Figura 35.

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62 km

2X795 MCM

Paraíso

230 kV

EOL Serra de Santana III – 28,8 MW

EOL Calango 2 – 30 MW


0,69 kV 34,5 kV

69 kV

Lagoa Nova230 kV

6 km

2X477 MCM - CS

Grupo 3

60 MW

Grupo 1

90 MW

Lagoa Nova69 kV




Grupo 4

48,6 MW

6 km

1X636 MCM - CS

EOL Serra de Santana II – 28,8 MW

EOL Serra de Santana I – 19,8 MW

Grupo 2

28,8 MW

2 x 150 MVA

0,69 kV 34,5 kV

0,69 kV 34,5 kV

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Figura 37 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fp=0.95 indutivo na fronteira da ICG.

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Figura 38 - Conexão das eólicas na ICG Lagoa Nova com fator de potênciaunitário.

7.2 Análise de Contingências

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Figura 39 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas daregião e fp=0.95 indutivo. Perda LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II.

Outra emergência analisada é a perda da LT 500 kV Campina Grande II- Garanhuns

onde a tensão na Coletora 230 kV Lagoa Nova atingiria níveis aceitáveis. Nesta

contingência, as LTs 230 kV Paraíso-Campina Grande II apresentam carregamento

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Da mesma forma, na perda da LT 230 kV Campina Grande II –Paraíso não se verifica

sobrecarga na linha remanescente, como se observa na Figura 41.

Figura 41 - Diagrama esquemático de conexão, despacho pleno das eólicas da

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Com as centrais eólicas oferecendo suporte de tensão (0,95 ind a 0,95 cap) Sem suporte de tensão das centrais eólicas (fp=1 nas máquinas)

Figura 42 - Curva QxV em condição normal.

Outrossim, considerando o montante previsto na Coletora 230 kV Lagoa Nova e

-128

-71

-15

42

98

0,966 0,985 1,004 1,022 1,041 1,06Tensao (pu)

60030 LAG-NOVA-230

60030 LAG-NOVA-230

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8 Coletora Morro do Chapéu

As usinas vencedoras do LER-2010 que aportaram garantia nesta região serãoconectadas na SE Morro do Chapéu, que será ligada por meio de uma linha de

transmissão, em 230 kV, com 67 km, à Rede Básica na subestação Irecê, vide Figura

44.

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Figura 45 - Esquema de conexão das centrais geradoras da Coletora Morro doChapéu

8.1 Suporte de Reativo em Condição Normal

A conexão das usinas deverá ser tal que as centrais geradoras eólicas propiciem os

recursos para que o fator de potência na fronteira seja no mínimo 0,95, conforme oitem 3.4.

Através do diagrama, Figura 46, pode se observar que com as usinas eólicas operando

com fator de potência na fronteira de 0.95 o nível de tensão exigido é atendido.

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Para investigar a necessidade de instalação de suporte adicional de reativo no

patamares de carga leve, foi utilizada a curva PxV, com monitoramento da tensão na

Coletora Morro do Chapéu. A curva PxV apresenta despachos decrescentes das eólicas,até chegar a um despacho próximo a zero. Esta simulação foi feita com e sem a

presença de um reator de -20 Mvar no barramento de 230 kV na Coletora Morro do

Chapéu. As curvas relacionando tensão e percentual de geração eólica na coletora 230

kV Morro do Chapéu, considerando com e sem a presença do reator, vide Figura 47.

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230 kV Irecê-Brotas. Nesta emergência, no instante após a falta, ainda sem a atuação

dos LTC, a tensão ficaria dentro dos valores aceitáveis, não caracterizando, portanto, a

necessidade de suporte de reativo capacitivo na região, conforme pode-se observar naFigura 48. Contudo, observa-se que no caso das eólicas conectadas a Brotas, seria

necessário suporte adicional de reativo de modo a manter as tensões dentro dos

critérios estabelecidos.

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9 Modulação dos Transformadores

9.1 Modulação do Transformador 500/230 kV Extremoz II

As análises consideraram 2 autotransformadores 500/230 kV de 450 MVA. Na condição

com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os

transformadores apresentam fluxo de cerca de 410 MVA cada na perda de da LT 500

kV C. Grande II-Extremoz II, considerando o suporte previsto na ICG João Câmara II(vide Figura 49).

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9.4 Modulação do Transformador 230/69 kV Lagoa Nova

Na Coletora Lagoa Nova 230 kV, as análises consideraram 2 transformadores 230/69 kVde 150 MVA, visto que na condição com despacho pleno das EOL e fator de potência

0.95 na fronteira da ICG os transformadores apresentavam fluxo de cerca de 123 MVA

cada, vide Figura 52.

Figura 52 - Fluxograma esquemático considerando e dois transformadores 230/69 kV150 MVA na Coletora Lagoa Nova.

9.5 Modulação do Transformador 230/69 kV Ibiapina

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9.6 Modulação do Transformador 230/69 kV Morro do Chapéu

As análises consideraram um transformador 230/69 kV de 150 MVA, visto que nacondição com despacho pleno das EOL e fator de potência 0.95 na fronteira da ICG os

transformadores apresentam fluxo de 96.6 MVA. Cabe ressaltar que o nominal indicado

do transformador comportará todo o montante previsto, com base no montante

habilitado nesta região (120 MW), vide Figura 54.

Figura 54 - Fluxograma esquemático considerando 1 (um) transformador de 230/69

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10 Análises de Sobretensões à Frequência Industrial a 60 Hz

Este item apresenta os resultados dos estudos de sobretensões à frequência industrial,realizados com o objetivo de verificar a possibilidade de ocorrência de valores

proibitivos de tensões temporárias ou sustentadas, que venham a comprometer os

equipamentos conectados ao sistema, em consequência das manobras programadas

e/ou intempestivas dos circuitos da região onde a linha de transmissão que será

implantada.

10.1 Energização de Linha de Transmissão

Esta análise tem o objetivo de verificar o desempenho de regime permanente na

energização da linha de transmissão, indicando se há necessidade adicional de reatores

na linha de transmissão para permitir a energização.

Nas análises considerou-se o cenário pessimista com fluxo reduzido nas linhas detransmissão da região em análise, ou seja, condição de carga leve e patamar de

geração reduzido,

Figura 26 .

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Figura 55 - Energização da LT 500 kV Garanhuns – Campina Grande II porGaranhuns.

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Figura 57 - Energização da LT 500 kV Campina Grande II-Extremoz II porCampina Grande II.

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10.1.3 Energização da LT 500 kV Extremoz II-João Câmara II

Considerou-se a energização a partir de qualquer um de seus terminais. Durante oprocesso de energização não foi admitida variação de tensão superior a 5% em

nenhuma das barras.

A Figura 59 ilustra as tensões nos barramentos no momento imediatamente anterior à

energização da linha de interesse (Pré), na situação pré-energização, no momento de

energização do primeiro terminal, ou seja, a linha em vazio (Vazio), após energização

da linha quando fecha o segundo terminal (Pós) e depois da atuação dos controladores

de tap automático (Lib). Inicialmente foi considerado o caso com tensão em Extremoz

II de 1,050 pu.

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situação mais crítica é a abertura apenas de um destes terminais, devido a uma

atuação intempestiva da proteção ou falha humana.

Foi considerado patamar de carga pesada com despacho de cerca de 100%, de modo

que os reatores previstos de 500 kV estivessem desligados, configurando-se condição

mais adversa observada sob o ponto de vista de sobretensão.

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10.2.1 Rejeição Simples no trecho Campina Grande II - Extremoz

A abertura deste trecho resulta em sobretensões sustentadas da ordem de 1,10 pu nosterminais da linha quando da rejeição em Campina Grande II.

As figuras a seguir ilustram as sobretensões obtidas nas extremidades da linha quando

da abertura em Campina Grande II, e quando da abertura em Extremoz,

respectivamente, para o ano 2013.

1,115

1,142

1,168

VOLT 546 DJ3-CGD-EXT

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500

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Figura 62 - Tensões nas SE Campina Grande II, Extremoz II e no terminal dalinha quando da abertura em Extremoz. Ano 2013.

1,064

1,075

1,085

1,096

1,107

0, 4, 8, 12, 16, 20,

VOLT 99348 DJ4-EXT-CGD

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500

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Figura 63 - Reativo do CE de Extremoz II (-75/150 Mvar) e Campina Grandequando da abertura em Campina Grande II. Ano 2012.

-23

8

39

71

102

0, 3, 6, 9, 12, 15,

QCES 99346 10 EXTREMOZ230

QCES 444 10 CGD---CER013

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Figura 64 - Tensões nas SE Garanhuns, Campina Grande II e no terminal dalinha quando da abertura em Garanhuns. Ano 2013.

1,088

1,095

1,103

1,111

1,119

0, 1,6 3,2 4,8 6,4 8,

VOLT 548 DJ1-GAR-CGD

VOLT 549 GARANH-PE500

VOLT 544 CGD-500

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Observa-se que nesta rejeição, os compensadores estáticos de (-75/150 Mvar) em

Extremoz II e (0/20 Mvar) Campina Grande II ajudam no suporte de reativo necessário.

As centrais eólicas também responderam de modo a não acarretarem sobretensãoquando da ocorrência de rejeição no sistema.

-9,5

4,2

17,9

31,6

QCES 99346 10 EXTREMOZ230


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Figura 67 - Diagrama esquemático da abertura em “guarda-chuva” emCampina Grande II.

A abertura em guarda-chuva resulta em sobretensões instantânea da ordem de 1.115

pu, nos terminais das linhas, quando da rejeição em guarda-chuva na SE Campina

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Nesta emergência não foi verificado necessidade de faixa indutiva no CE de Campina

Grande II, pois se verifica um afundamento na rede de 230 kV de modo que o

compensador estático fornece energia reativa para sustentar as tensões na região. Osgeradores eólicos da Coletora Lagoa Nova atuam coerentemente, diminuindo a

absorção de energia reativa durante a emergência.

-7,9

1,8

11,4

21,1

FLXR 61030 LAG-NOVA--69 60030 LAG-NOVA-230 1


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11 Expansão do Sistema de Transmissão no Rio Grande do NorteFrente à Expectativa de Novos Leilões de Energia

Frente à perspectiva de existência de um elevado potencial de geração de energia

eólica no Rio Grande do Norte devido às condições propícias de aproveitamento desta

região, serão avaliadas as alternativas de expansão do sistema de transmissão, que

terão uma melhor definição em função dos resultados dos próximos leilões.

A Tabela 14 e Tabela 15 apresentam os montantes habilitados nas regiões do nordeste

e norte do Rio Grande do Norte.

Tabela 14 - Montante (MW) habilitado na região nordeste do Rio Grande do Norte

ColetorasVencedores

2009

Vencedores

2010

Mercado

LivreHabilitadas

Potencial

Restante

João Câmara I e II (1) 320 680 172(2) 1700 528

Lagoa Nova (1) 0 227 0 336 109

Touros - 28 0 677 649

Total 1286(1) Coletora onde os agentes declararam interessados em compartilhar ICG(2) Montante habilitado que manifestou intenção de venda no mercado livre

Tabela 15 – Montante (MW) habilitado na região norte do Rio Grande do Norte

ColetorasVencedores

2009

Vencedores

2010Habilitadas

Potencial

R t t

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500 kV (Milagres, Quixada ou Fortaleza) até o novo ponto previsto para a região norte

do Rio Grande do Norte ou mesmo interligando as duas regiões de geração (Mossoró II

– Extremoz II).

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- 1 LT 230 kV Campina Grande-Santa Rita a partir de 2017.

- Duplicação da LT 230 kV Piripiri-Ibiapina a partir de 2014

- 2 LTs 230 kV Banabuiú-Russas II , sendo a primeira partir de 2014 e a segundaem 2017.

A seguir são apresentadas as descrições destas alternativas de expansão:

Alternativa 1: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra

em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina Grande

II.

Alternativa 2: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza II e

outra em direção a Quixadá e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-Campina

Grande II.

Alternativa 3: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Fortaleza e outraem direção a Extremoz II.

Alternativa 4: Duas LTs 500 kV saindo de Açu II, uma em direção a Milagres e outra

em direção a Campina Grande II e duplicação da LT 500 kV prevista Extremoz II-

Campina Grande II.

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11.1 Alternativa 1

A Figura 71 apresenta de modo ilustrativo esta alternativa.

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Recife II

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II

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11.2 Alternativa 2


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Campina Grande II

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

Extremoz II 227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Quixadá

Açu II

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11.3 Alternativa 3


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II

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90/191


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11.4 Alternativa 4


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II

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92/191


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11.5 Alternativa 5


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Quixadá

Açu II

Campina Grande II

Extremoz II

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94/191


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11.6 Alternativa 6


Pecém

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Açu

Quixadá

Campina Grande II

Ext remoz II

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11.7 Alternativa 7


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Açu

Quixadá

Campina Grande II

Ext remoz II

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Figura 84 – Alternativa 7. Fluxograma esquemático considerando duas LTs 500 kV

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11.8 Alternativa 8


PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

CauípePecém

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Açu

Galinhos II

Quixadá

Campina Grande II

Extremoz II

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100/191


á

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101/191


11.9 Alternativa 9


Pecém

PB

RN

Mossoró

Paraíso

Natal II

262,8 MW

50,4 MW

227,4 MW

28 MW

João Câmara 1

Galinhos

Banabuiú

Russas

Fortaleza

Cauípe

Pau Ferro

Goianinha

Mirueira

Coremas Santa Rita

Ico

Mussuré

Bom Nome

Natal III

336,2 MW

760 MW

Milagres

Açu

Galinhos II

Quixadá

Campina Grande II

Ext remoz II

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102/191


Fi 88 Alt ti 9 Fl áti id d d LT

é

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11.10 Análise Econômica

Para o avaliação do custo das alternativas utilizou-se a referência de custos ANEEL

10/2009. As alternativas tecnicamente equivalentes tiveram todas as obras associadas

consideradas.

11.10.1 Totalização dos Investimentos

Através da Figura 89, verifica-se que os investimentos totais previstos no período 2013-2020, quando trazidos a valor presente em 2013, somam cerca de 1,8 bilhões de reais.

As tabelas do Anexo II apresentam o detalhamento dos investimentos previstos para as

alternativas.

R$ 1.400.000,00

R$ 1.600.000,00

R$ 1.800.000,00

R$ 2.000.000,00

Investimentos

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104/191

Mi i té i d Mi E i

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11.10.3 Incorporação do Custo de Perdas

Para o custo das perdas, foram obtidos valores de perdas em MW entre as alternativas,

a partir de simulações de fluxo de potência.

Para que pudesse ser representativo em relação às condições operativas pelo qual o

sistema será submetido, para cada uma das alternativas foram geradas situações

sistêmicas diferentes, que são:

Condição 1: cenário Norte exportador, carga pesada, geração eólica de 20%

Condição 2: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de 80%

Condição 3: cenário Nordeste exportador, carga pesada, geração eólica de100%

Condição 4: Intercâmbio reduzido entre Norte/Nordeste, carga leve, geraçãoeólica de 5%

Condição 5: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 40%

Condição 6: cenário Nordeste exportador, carga leve, geração eólica de 30%

No ano 2014 considerou parte do montante habilitado nas regiões do nordeste e norte

Mi i té i d Mi E i

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Condição 4 16,5% do tempo



O Custo Marginal de Expansão considerado foi de 113 R$/MW. Como foram utilizados

mais de um patamar de carga com ponderação das perdas pelo tempo, não foi

necessário utilizar fatores de perdas e de cargas para os cálculos.

A Tabela 18 a seguir ilustra os principais resultados obtidos:

Tabela 18 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000) Perdas Totais das Alternativas em todos os anos (MW)

Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 1,913.44 1,825.77 1,871 .08 1,9 16.40 1,961.72 1,881.99 1,80 2.27 1,722.554 1,913.44 1,828.99 1,887 .46 1,9 45.94 2,004.42 1,922.70 1,84 0.98 1,759.26

5 1,913.44 1,825.81 1,875 .64 1,9 25.47 1,975.30 1,895.93 1,81 6.56 1,737.19

6 1,913.44 1,833.58 1,889 .37 1,9 45.16 2,000.95 1,915.30 1,82 9.65 1,743.998 1,913.44 1,833.60 1,891 .34 1,9 49.07 2,006.80 1,919.87 1,83 2.94 1,746.00

9 1,913.44 1,833.58 1,888 .15 1,9 42.71 1,997.27 1,910.65 1,82 4.03 1,737.41

Diferencial de Perdas (MW)

Alternativa 2013 (1) 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.004 0.00 3.22 16.38 29.54 42.70 40.71 38.71 36.715 0.00 0.04 4.56 9.07 13.59 13.94 14.29 14.64

6 0.00 7.81 18.29 28.76 39.23 33.30 27.37 21.44

8 0.00 7.84 20.25 32.67 45.08 37.87 30.66 23.45

9 0.00 7.81 17.06 26.31 35.56 28.66 21.76 14.86

Mi i té io de Mi a e E e ia

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Figura 91 – Comparação Econômica entre as Alternativas ($ × 1000)

R$ 0,00

R$ 200.000,00

R$ 400.000,00

R$ 600.000,00

R$ 800.000,00

R$ 1.000.000,00

R$ 1.200.000,00

1 4 5 6 8 9

Perdas Investimentos Truncados (RN)


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Observa-se que a Alternativa 1 apresenta menores custos de investimento e perdas

quando comparadas as outras, como apresentada na Figura 92.


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12 Análise Socioambiental

A análise socioambiental considerada até o presente momento está indicada em [6].


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110/191


13 Análise de Curto-Circuito

Os níveis de curto-circuito, trifásico e monofásico, em kA, devido à implantação dasobras associadas as ICG, foram obtidos visando a verificação de superação de

equipamentos, para principais barras das redes de 500 kV e 230 kV, na configuração de

2013, mostrados na Tabela 20. Ressalta-se que nesta análise não foram consideradas

possiveis contribuições dos parques eólicos.

Tabela 20 - Nível de curto-circuito (kA) para avaliação da superação dos nominais

dos equipamentos

Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R

JCAM-II--138 138 10.46 -87.45 22.46 8.7 -84.94 11.3

JCAM-II--500 500 4 -86.47 16.22 3.12 -83.43 8.68

EXT------500 500 5.72 -86.37 15.76 5.52 -85.87 13.83

CGD------500 500 8.76 -86.55 16.59 7.83 -85.52 12.77JCAMARA230 230 4.68 -83.4 8.64 5.72 -84.28 9.98

JCAMARA69 69 14.38 -85.5 12.7 6.75 -88.59 40.7

EXTREMOZ230 230 13.43 -85.62 13.05 14.25 -85.2 11.9

EXTREMOZ69 69 15.6 -88.47 37.56 4.75 -87.39 21.92

CGD 04BP230 230 21.34 -84.75 10.88 21 -84.61 10.6

NATAL III230 230 14 -85.6 13 16.52 -85.72 13.37

NTD 230KV 230 11.99 -84.61 10.61 13.37 -84.77 10.93

Identificação das Barras 2013 Curto Máximo

Nome TensãoTrifásico Monofásico

8/17/2019 EPE-DEE-RE-012-2013-r1

111/191


8/17/2019 EPE-DEE-RE-012-2013-r1

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No sentido, de avaliar os niveis de curto-circuito, em outra condição operativa,

considerou-se que as térmicas do Nordeste não estariam despachadas. Vide Tabela 21

Tabela 21 - Nível de curto-circuito da sem a presença das UTE no Nordeste edespacho nas UHEs do São Francisco 1300 m3/s para avaliação do nível de curto-circuito reduzido.

Mod (kA) Ang(º) X/R Mod (kA) Ang(º) X/R

JCAM-II--138 138 10.18 -87.42 22.17 8.56 -84.96 11.34

JCAM-II--500 500 3.85 -86.46 16.18 3.05 -83.49 8.76EXT------500 500 5.42 -86.36 15.72 5.33 -85.88 13.88

CGD------500 500 8.32 -86.65 17.08 7.59 -85.62 13.04

JCAMARA230 230 4.62 -83.52 8.8 5.65 -84.37 10.14

JCAMARA69 69 14.26 -85.55 12.84 6.73 -88.6 40.93

EXTREMOZ230 230 12.44 -85.67 13.2 13.49 -85.26 12.05

EXTREMOZ69 69 15.18 -88.42 36.16 4.73 -87.38 21.87

CGD 04BP230 230 20.19 -84.97 11.36 20.25 -84.77 10.91

NATAL III230 230 12.46 -85.46 12.6 15.06 -85.6 12.99NTD 230KV 230 10.87 -84.6 10.58 12.42 -84.75 10.89

NATAL III 69 69 16.8 -87.71 24.96 4.83 -89.56 130.31

NTD 69KV 69 15.2 -87.74 25.31 4.07 -89.6 141.74

PRS 230KV 230 9.32 -81.79 6.93 7.75 -81.17 6.43

ACD230 230 7.97 -82.91 8.04 7.6 -82.9 8.03

PRS 138KV 138 8.48 -84.13 9.72 8.46 -83.77 9.16

LGNOVA---230 230 4.02 -81.89 7.02 4.67 -83.61 8.93

Nome TensãoTrifásico Monofásico

Identificação das Barras 2013 Curto Reduzido


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13.1 Avaliação preliminar das relações SCR (Short Circuit Ratio) potênciade curto-circuito trifásico / potência do EOL

Inicialmente, o montante expressivo na Coletora João Câmara II, e como o controle daseólicas uitilizam “conversores de potência” , foi investigada a relação SCR (Short Circuit

Ratio = potência de curto-circuito trifásico/potência total do EOL ICG). Valores de SCR

maiores que 2,5 indicam uma expectativa de bom desempenho do sistema de controle

das conversoras.

Tabela 22- Short Circuit Ratio (SCR) em João Câmara I e II. Ano 2013, curto-circuito reduzido.

Nome Tensão

Sem ContingênciaPerda da LT 500 kVExtremoz II-Campina

Grande II

Perda da LT 230 kVExtremoz II-Campina

Grande II

Perda da LT 230 kVExtremoz II- Natal III

CurtoTrifásico

Mod (MVA)SCR

CurtoTrifásico

Mod (MVA)SCR

CurtoTrifásico

Mod (MVA)SCR

CurtoTrifásico

Mod (MVA)SCR

JCAM-II--138 138 2432,6 3,20 1624,47 2,14 2389,13 3,14 2102,36 2,77

JCAMARA 69 69 1704,67 5,24 1674,49 5,15 1687,74 5,19 1599,43 4,92

Observa-se que a relação SCR na Coletora João Câmara II é reduzida sensivelmente na

perda da LT 500 kV Extremoz-Campina Grande II, apresentando um valor abaixo do

recomendável para o bom controle das conversoras. Entretanto, diante do elevado


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No caso da ICG 69 kV Ibiapina, verificou-se que na perda da LT 230 kV Sobral II –

Ibiapina, hoveria redução da SCR para um valor inferior a 2,5. Porém, devido ao

potencial eólico da região, há a possibilidade de duplicação da LT Ibiapina – Piripiri, oque melhoraria a relação SCR em Ibiapina.

Tabela 24- Short Circuit Ratio (SCR) em em Ibiapina. Ano 2013, curto-circuitoreduzido

NomeTensão

(kV)

Sem ContingênciaPerda da LT 230 kV

Piripiri-IbiapinaPerda da LT 230 kV

Sobral II-Ibiapina

Curto TrifásicoMod (MVA)

SCRCurto Trifásico

Mod (MVA)SCR

Curto TrifásicoMod (MVA)

SCR

IBIAPINA 69 69 671,85 4,48 544,3 3,63 304,23 2,03

Nas ICGs 69 kV Lagoa Nova e 69 kV Morro do Chapéu, a relação SCR ficou dentro dos

valores recomendáveis mesmo para as contingências mais críticas, como apresenta as

tabela a seguir.Tabela 25- Short Circuit Ratio (SCR) em Lagoa Nova. Ano 2013, curto-circuito

reduzido;

Nome Tensão

Sem ContingênciaPerda da LT 230 kV

Lagoa Nova - ParaísoPerda da LT 230 kV

Natal II - Paraíso


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14 Análise do Desempenho Dinâmico

As análises de desempenho dinâmico têm por objetivo apresentar o comportamentodos geradores eólicos frente às perturbações na rede elétrica. Esses aerogeradores,

com conversores, apresentam reguladores de tensão que contribuem para o aumento

da margem de estabilidade de tensão.

Este item apresenta as simulações realizadas no entorno da Coletora João Câmara II,

devido ao montante de geração expressivo nesta coletora.

Nas análises de dinâmica foram considerados os seguintes tempos de duração do

curto-circuito:

Curto-circuito 230 kV e 138 kV: duração de 150 ms Curto-circuito 500 kV: duração de 100 ms

Na análise dinâmica, foram considerados os sistemas eólicos de velocidade variável,

nos quais se encontram os geradores assíncronos. Nesses sistemas eólicos, de

velocidade variável, a frequência elétrica da rede é desacoplada da frequência

mecânica do rotor da turbina por meio de conversores estáticos interligados ao estator

e/ou rotor das máquinas.


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14.1 Perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II

Foi simulada a perda da LT 500 kV Campina Grande II – Extremoz II para um curto-

circuito fase-terra na SE 500 kV Extremoz II considerando todas as centrais eólicasprevistas na região. A Figura 95 apresenta o comportamento das tensões nas

subestações próximas ao defeito. Observa-se um segundo pico de tensão, a cerca de

31 ms após a eliminação da falta, devido o reativo injetado pelas centrais eólicas. A

sobtensão atinge no primeiro pico 1,258 pu, não violando o valor máximo permitido.

0 759

0,925

1,092

1,258

VOLT 544 CGD-500

VOLT 99347 EXT-500

VOLT 80031 JC2--500

VOLT 244 C GRAN-PB230

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g

14.2 Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II

De modo a avaliar o desempenho da ICG para defeito no 138 kV, foi simulada a perda

de um ATR 500/138 kV João Câmara II, considerando um curto-circuito fase-terra naSE 138 kV João Câmara II, considerando todas as centrais eólicas previstas na região.

A Figura 98 apresenta o comportamento das tensões nas subestações de 500 kV e 138

kV em João Câmara II.

0.768

0.935

1.103

1.271

VOLT 80031 JC2--500

VOLT 80032 JC2--138


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g

Figura 99 - Potência ativa (MW) de todas as centrais eólicas de João Câmara II.Perda da ATR 500/138 kV João Câmara II.

7.5

17.

26.6

36.2

45.8

0. 4. 8. 12. 16. 20.

Tempo (s)

FLXA 15000 OLHDAGUAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15001 SBENORTEEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15002 BOAVISTAEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 15003 CGEFAROLEOL 15004 BARRACOM1 1

FLXA 1500 6 CABPRETOEOL 1500 7 BARRACOM2 1

FLXA 15009 EURUSIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15010 EURUSIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15011 EURUSIIIEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 1501 2 PEDRAPRETEOL 1501 6 BARRACOMUM3 1

FLXA 15013 JUREMASEOL 150 16 BARRACOMUM3 1

FLXA 15014 COSTABRAEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15015 MACACOSEOL 15016 BARRACOMUM3 1

FLXA 15018 ABRANCAIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1

FLXA 15019 ABRANCIIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1

FLXA 15020 ABRANCAIVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15021 ABRANCAVEOL 15024 BARRACOMUM4 1

FLXA 15022 ABRANCVIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1

FLXA 15023 ABRANVIIIEOL 1502 4 BARRACOMUM4 1

FLXA 15026 ABRANCAVIEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXA 15027 CAMPVENTOEOL 15028 BARRACOMUM5 1

FLXA 1502 9 ABRANCA1EOL 1503 3 BARRACOMUM6 1

FLXA 15030 RENASCENVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15031 EURUSIVEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15032 VENTSMIGUEOL 15033 BARRACOMUM6 1

FLXA 15035 RENASCENIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15036 RENASCEIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15037 RENASCIIIEOL 15039 BARRACOMUM7 1

FLXA 15038 RENASCEIVEOL 15039 BARRACOMUM7 1

21.7


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g

15 Características Básicas dos Equipamentos

15.1 Subestação

As novas subestações em 500 kV João Câmara II, 500 kV Extremoz II, 500 kV Campina

Grande II, 230 kV Lagoa Nova, 230 kV Ibiapina e 230 kV Morro do Chapéu, bem como

seus principais equipamentos, devem ter as características descritas a seguir:

O arranjo do setor de 500 kV deverá ser disjunto e meio;

O arranjo do setor de 230 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;

O arranjo do setor de 138 kV deverá ser barra dupla a quatro chaves;

As correntes nominais dos equipamentos que compõem a subestação devem ser

compatíveis com as potências dos transformadores inicialmente previstos e futuros;

As subestações de 500 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos detransformadores 500/230 kV ou 500/138 kV.

As subestações de 230 kV deverão ser projetadas para comportar quatro bancos de

transformadores 230/69 kV.

As premissas consideradas na definição do número de módulos de manobra e vãos

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138 kV

Futuro

Extremoz II

500 kV

450MVA

João Câmara II

Futuro

450MVA

450MVA

450MVA

230 kVFuturo

450MVA

Futuro

450MVA


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230 kV

C. Grande II

Futuro

J. Câmara II

500 kV

Futuro

450MVA

Extremoz II

Futuro

450MVA

450MVA

450MVA


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230 kV

Garanhuns

Futuro

Extremoz

500 kV

Futuro

600MVA

Campina Grande II

Futuro

600MVA

600MVA

600MVA


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125/191

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

100MVA

100MVA

20 Ω/fase

Futura

Futura

Futura

Sobral II

Futura

Ventos do ParazinhoVentos de Tianguá

Futura

100MVA

100MVA

Futura

Piripiri


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Calango 2, 4 e 5

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

F t

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/fase

Serra de Santana III

Futura

Futura

Paraiso

Futura

Futura

Calango 1 e 3

Serra de Santana I e II

150MVA

150MVA

Futura


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Cristal

Futura

Futura

Serviços Aux.

Futura

Futura

Futura230 kV

69 kV

150MVA

150MVA

20 Ω/fase

Primavera

Futura

Futura

Irecê

Futura

Futura

150MVA

150MVA

Futura

Futura


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15.2 Transformador 230/69 kV – 100 MVA

Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão

ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,

considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de

temperatura para todos os enrolamentos:

Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)

ONAN 60 60

ONAN / ONAF 80 80

ONAN / ONAF / ONAF 100 100

Os transformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima da sua potência

nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicional deverá ser

considerado em intervalos de 24 horas.

Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um

valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e

consideradas as bases de 100 MVA e (2303)/(69).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as


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Os transformadores deverão ter, entre os enrolamentos de alta e baixa tensão, um

valor de impedância menor ou igual a 10%, referida à temperatura de 75º C e

consideradas as bases de 150 MVA e (2303)/(69).

A relação de transformação nominal e o tipo de ligação do transformador devem ser as

seguintes: 2303 (Yaterrado) / 69 (Delta), com potência nominal de 150MVA.

Os transformadores devem operar como elevadores e abaixadores com as faixas de

tensão capazes de garantir os valores limites dos Procedimentos de Rede.


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15.4 Autotransformador 500/230-13.8 kV – 450 MVA

Os enrolamentos primário e secundário dos autotransformadores monofásicos deverão

ser projetados prevendo em todas as derivações as seguintes capacidades nominais,considerando os estágios de refrigeração especificados e não excedendo os limites de

temperatura para todos os enrolamentos:

Estágio de refrigeração AT (MVA) BT (MVA)

ONAN 270 270

ONAN / ONAF 360 360

ONAN / ONAF / ONAF 450 450

Os bancos de autotransformadores deverão suportar um carregamento de 10% acima

da sua potência nominal durante um período de 4 horas. Este carregamento adicio

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